Газопостачання житлового мiкрорайону мiста Миргород Полтавськоi областi

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вступ

Відомо, що надійне і гарантоване забезпечення енергоресурсами є основою стабільного функціонування народного господарства кожної держави.

Нині Україна як і всі країни світу використовує кілька видів первинних ресурсів . Основним енергоносієм є природній газ який становить понад 40% від загального споживання всіх енергоресурсів.

Забезпечення природнім газом споживачів України в основному здійснюється із системи транзитних магістральних газопроводів. Крім цих газопроводів Україна вкрита розгалуженою мережею розподільних міжрайонних та міжселищних газопроводів.

Певна кількість газу в Україну постачається із Росії і Туркменістану. Ці поставки газу забезпечено надійною сировиною базою але орієнтування на забезпечення держави основними енергоносіями у певному обсязі з цих джерел надає впевненості в стабільності та надійності його надходження. Тобто Україна при недостатній забезпеченості власними ресурсами природного газу практично прив'язана до двох джерел його імпорту, а фактично-до одного, оскільки надходження газу з Туркменістану здійснюється через Росію.

Сьогодні в розгалуженій газотранспортній системі України працює понад 1600 (ГРС) через які щорічно надходить промисловим, комунально-побутовим та бюджетним споживачам понад 70 млрд. м³ природного газу.

Як відомо магістральні газопроводи працюють з тиском 5.5-7.4 мПа. Потім газ редукується в ГРС до 0.3-0.6 або 1.2 мПа і подається в розподільну мережу . При цьому енергія надлишкового тиску газу втрачається. Але якщо знижувати тиск газу на ГРС за допомогою турбодетандера то енергію надлишкового тиску газу можна перетворити в механічну енергію.

1. Характеристика об'єкта

Об'єктом проектування є розробка газопостачання житлового мікрорайону в місті Миргород Полтавської області.

Площа проектованого мікрорайону складається з кварталів 1; 5 та 9 поверхової житлової забудови.

Місто знаходиться на відстані 1,5 м від ГРС.

До споживачів низького тиску є житлові будинки та невеликі комунально-побутові об'єкти, лікарні, їдальні і фабрики з витратою газу.

До споживачів середнього тиску відносяться хлібозавод, лазня, пральня, ГРП мікрорайону, ГРП заводу, котельні.

Місто Миргород знаходиться в центральній частині України (2 кліматична зона) і має слідуючі показники: середньорічна температура зовнішнього повітря 6,5 С, абсолютно мінімальна температура -36 С, абсолютно максимальна 38 С, середня максимальна найбільш жаркого місяця 24,6 С, найбільш холодної доби забезпеченістю 0,98-29 С, забезпеченістю 0,92-26 С,найбільш холодних п'яти днів забезпеченістю 0,98-25С, забезпеченістю 0,92-21 С, період з середньодобовою температурою менше 8 С,тривалість діб 189, середня температура - 1,1 С, період з середньодобовою температурою менше 10 С, тривалість діб 207, середня температура -0,1 С, середня температура найбільш холодного періоду -10 С, тривалість періоду менше 0 С діб 116, середня температура по місяцях: І-6, ІІ-5,3, ІІІ-0,5, ІV 6,9, V-13,6, VІ 16,7, VІІ 18,7, VІІІ 17,8, ІX 12,9, X 7,5, XІ 1,3, XІІ-3,4.

Об'єм сніжного переносу за зиму складає 90 м/м, глибина промерзання ґрунту становить 0,7, район будівництва некарстовий.

Середня підверженість зсувним процесом:лісові ґрунти,середньої масивності від 5 до 10 м, дають незначну посадочну деформацію при навантаженню,щільність водяного пара по місяцях г Па І 3,6; ІІ 3,9;ІІІ 4,7; ІV 7,1;V-10,1; VІ 13,4; VІІ 15,1; VІІІ 14,8; ІX 11.4; X 8,2; XІ 6,5; XІІ 4,7.

Середня місячна відносна вологість повітря 13 годин у %, найбільш холодного місяця 81%, найбільш жаркого місяця 54%, кількість опадів в мм за рік 621, рідких і змішаних 523.

Таблиця 1

Дані для заповнення рози вітрів.

	Пн	Пн.Сх	Сх.	Пд.Сх	Пд.	Пд.Зх	Зх.	Пн.Зх
Січень	12	13	7	11	15	14	14	14
Липень	23	11	5	6	8	8	14	25

1.1 Cклад природного газу

Комплексний склад газу Ланiвського родовища

СО2-0,6% C3H8-1%

CH4-92.0% C4H10(норм)-0,5%

C2H6-3.1% С5Н12(норм)-0,3%;

Визначення теплотворної здатності газу родовища

=107,9Н2+126,4СО2+358,8СН4+643С2Н6+931,8С3Н8+1235С4Н10(норм)+

+1227С4Н10(ізобат)+1566С5Н12(норм)+595С2Н4+884С8Н6+1138С4Н, мДж/м³ (1)

= 358,8*92,0+643*3,1+931,8*1+1235*0,5+1566*0,3=33009,6+1993,3+931,8+

+617,5+469,8=35мДж/м³

Густина газу

2. Визначення витрат газу

2.1 Визначення витрат газу на комунально-побутові потреби

Таблиця №1

	Норми витрат газу
	мДж	М3
1	2	3	4	5	6	7	8
Споживачі, які живляться низьким тиском . 5 поверхова забудова
Побутові 1ПГ,ВПГ	8000	221,6		8812,8	1952916,48		862,9
2ЦГВ 2ПГ,	2800	77,6		5875,2	455915,52		201,4
3громадські будівлі							53,2
4 школи	50	1,4		3264	4569.6		2.02
5 лікарня	12400	343,5		195,84	67271,04		29,72
6 їдальня	6,3	0,174		409632	71275,968	1/2000	35,6
Споживачі, які живляться низьким тиском . 9 поверхова
Побутові 1ПГ,ВПГ	8000	221,6		15111,6	3348677,376		1407,10
2ЦГВ 2ПГ,	2800	77,6		10074,24	781761,024		328,5
3громадські будівлі							86,78
4 школи	50	1,4		5596,8	7835,52		3,3
5 лікарня	12400	343,5		335,808	115350,048		48,5
6 їдальня	6,3	0,174		702398,4	122217,3216	1/2000	51,3
Споживачі які живляться середнім тиском . 5 поверхова забудова
1 лазня	50	1,38		88128	121616,64	1/2700	45,04
2 пральня	8800	243,8		816	198940,8	1/2900	68,6
3 х-б завод чорний	2500	69,2		1787,04	123663,168	1/6000	20,6
білий	5450	150,9		1191,36	179776,224	1/6000	30
конд. вироби	7750	214,7		595,68	127892,496	1/6000	21,3
Споживачі які живляться середнім тиском . 9 поверхова забудова
1 лазня	50	1,38		1511136	208536,768	1/2700	77,2
2 пральня	8800	243,8		199,2	341124,96	1/2900	117,6
3 х-б завод чорний	5450	150,9		3064,248	212045,9616	1/2600	35,3
білий	5450	150,9		2042,832	308263,3488	1/2600	51,4
Кондитер -ські. вироби	7750	214,7		1021,416	219298,0152	1/2600	36,5

2.1.1 Визначення витрат газу на потреби теплопостачання

Визначаємо витрату газу на місцеве опалення

, м³/год. (2)

, м³/год.

, м³/год.

- загальна площа;

gо - збільшений показник максимального теплового потоку на опалення житлових будівель на 1 м² загальної площі / Вт/м²

- ккд обладнання для місцевого опалення

/0.65-0.75/ в проекті приймається 0.65

,м² (3)

де К-% місцевого опалення

= 0.6*16320* = 4197600, м²

= 0.6*27984* = 419760, м²

Витрати газу котельнею на потреби центрального опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання.

Центральне опалення

, м³/год. (4)

де k1 - 0.25 коефіцієнт який враховує тепловий потік на опалення громадських будівель , приймається при відсутності других даних див.

з кот. - ккД /0.8 - 0.85/ в проекті приймається 0.8 див

, м² (5)

k = % коефіцієнт на центральне опалення

, м²

, м²

, м²/год.

, м³/год.

Вентиляція громадських будівель

, м³/год. (6)

так як норматив життєвої забезпеченості в проекті - 15 м²,а громадські будівлі збудовані після 1985р., то k2 - 0.6

, м³/год.

, м3/год.

Витрати газу на гаряче водопостачання житлових та громадських будівель

, м³/год. (7)

де gh - збільшений показник максимального теплового потоку на гаряче водопостачання на 1 людину у Ват. При нормі 85 м3, gh = 247 м³/людину

, м³/год.

Загальна витрата газу котельною

, м³/год. (8)

, м³/год.

3. Визначення розрахункових витрат газу

Таблиця 2

	Розрахункові витрати газу м3год
	Загальна	Середній тиск	Низький тиск
Невеликі комунальні об'єкти - побут ; - громадські будівлі - школи - їдальня	2799,9 139,98 5032 86,9		2799,9 139,98 5032 86,9
Великі комунально-побутові об'єкти -2пральня ; - лазня ; -3хліб-завод ; -4лікарня ;	186,2 122,24 195,1 78,22	186,2 122,24 195,1	78,22
Джерела теплопостачання - місцеве ; -5централізоване/котельня/	5757,96 5407,8	547,8	5757,96 УQр-р=8868,28
Промислові підприємства -6фабрика -7завод	35 300 280 250	300 280 250	35
Всього :	15644,62	6741,34	8903,28

QГРП - 8903, 28 м³/год.

4. Проектування та гідравлічний розрахунок газопроводів середнього тиску

4.1 Визначення оптимальної кількості ГРП

У міському населеному пункті кількість сітьових ГРП визначаємо окремо для кожного району шляхом складних техніко економічних розрахунків

Оптимальну кількість сітьових ГРП знаходимо за формулою:

nо = , шт.,

nо = (9)

де

V p-p - рівномірно розподілене навантаження району, який обслуговується гідравлічною зв'язаною мережею газопроводів низького тиску, м³/год.

Vопт - оптимальна продуктивність одного ГРП, м³/год.

До рівномірно розподіленого навантаження слід відносити такі витрати газу:

- для задоволення господарсько-побутових потреб мешканців в житлових будинках;

- невеликими комунально-побутовими підприємствами;

- джерелами децентралізованого теплопостачання;

Оптимальну продуктивність ГРП відповідно до методики визначають так:

Vопт = , м³/год.; (10)

Vопт = , м³/год.

Де m - густота населення в районі , що підлягає газифікації люд./га.

m = , люд. /га.; (11)

Де N - число мешканців у районі , люд.

F3 - площа житлової забудови, га.

m = , люд. /га.

е = , м³ (год. люд.); (12)

е = , м³(год. люд.);

Rопт = 6.5, м;

Копт=7,5=397,4 м

Де Др - розрахунковий перепад тиску у вуличних газопроводах низького тиску, Др = 1200 Па

ц - коефіцієнт густини мереж низького тиску, м-1

с - вартість газорегуляторного пункту, грн.90000

У зв'язку з тим , що методика визначення оптимальної кількості ГРП була розроблена досить давно тому вартість ГРП необхідно приймати:

стаціонарного -15-20 тис. Гривень

шафової газорегуляторної установки 1-1.5 тис. гривень

Значення коефіцієнта густини мережі знаходимо так:

Ц = 0.0075+0.003, м-1; (13)

Ц = 0.0075+0.003= 0.02, м-1;

Приймаємо 3 ГРП

4.2 Гідравлічний розрахунок мережі середнього тиску

Газопровід середнього тиску прокладається під землею на глибині 0,9 м від поверхні землі із сталевих труб ГОСТ 10704 -76 із сталі яка добре зварюється.

На газопроводах високого і середнього тиску монтується засувка. Для газопроводів із тиском до 0,6 МПа використовується засувка із чавуну, а для газопроводів із тиском більше 0,6 МПа із сталі. Вони влаштовуються на розподільчих газопроводах для відмикання окремих ділянок або дільниць, перед зовнішніми користувачами середнього тиску та усіх випадках передбачених ДБН.В. 2,5.20-2001 "Газопостачання".

На вводах газопроводу середнього тиску відмикаючий пристрій встановлюється на зовні будівлі в доступному місті.

На газопроводах середнього тиску для збирання і видалення конденсату використовуються конденсатозбірник зварної конструкції який має два стояки за допомогою яких газ видаляється конденсатом на поверхню.

На газопроводах середнього тиску використовуються лінзовий і гумовий компенсатори для запобігання руйнування від температурного розширення чи вібрації.

На газопроводах середнього тиску влаштовуються газові колодязі.

Контрольна трубка служить для контролю витоку газу із газопроводу, які прокладаються під землею. Переваги тупікової мережі:

невелика довжина;

економія труб.

Недоліки:

нерівномірність тиску у різних споживачів;

труднощі при ремонті;

початковий період газифікації

Визначення довжини ділянок

Таблиця 3

км км км км км км км	км км км км км км км	км км

Визначаємо витрату газу на кожній ділянці

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

м³/год

Таблиця 4

		Довжина ділянки, км			Ь		Квадрат тиску газу, МПа
		Lг	Lр					Pпоч	Pк
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1-2	9830	2,1	2,31		350	0,0028	0,41	0,1681	0,1621	0,4
2-3	6798	0,35	0,385		300	0,0025	0,4	0,16	0,158	0,39
3-4	5816	0,4	0,485		300	0,006	0,39	0,1521	0,1321	0,37
4-5	4455	0,35	0,385		300	0,0031	0,37	0,1369	0,1339	0,36
5-6	4076,	0,35	0,385		250	0,0028	0,36	0,1296	0,1216	0,35
6-7	3976	0,65	0,715		250	0,008	0,35	0,1225	0,1175	0,34
7-8	3954	1,25	1,45		250	0,007	0,34	0,1156	0,1089	0,33
Відгалуження магістралі 9-17
9-17	3032	6,5	7,15	0,006	150	0,004	0,35	0,11	0,158	0,34
Відгалуження магістралі 7-15
7-15	1361	1,65	1,85	0,002	150	0,004	0,32	0,1269	0,1309	0,31
Відгалуження магістралі 9-8
8-9	2983	1,25	1,45	0,006	200	0,01	0,30	0,1296	0,1226	0,29
Відгалуження магістралі 8-16
8-16	2693	1,9	2,09	0,003	150	0,0031	0,29	0,1024	0,0944	0,27
				осн
8-10	1362	0,65	0,75	0,003	250	0,0065	0,3	0,1151	0,0956	0,29
10-11	1022	0,6	0,66	0,003	200	0,0062	0,29	0,1135	0,0923	0,28
11-12	981	0,7	0,77	0,003	200	0,0059	0,27	0,1065	0,089	0,026
12-13	379	1,1	1,21	0,003	200	0,0045	0,26	0,0987	0,082	0,024
13-14	339	0,75	0,825	0,003	150	0,004	0,23	0,0897	0,0793	0,021

5. Проектування та гідравлічний розрахунок мережі низького тиску

5.1 Гідравлічний розрахунок мережі низького тиску

м3/год. (14)

, м³/год.

Визначаємо витрату газу кожним мікрорайоном

Qкв. = Fкв.*Опит., м³/год. (15)

Qкв. А = 16*96.08=157.28 м³/год.

Qкв. Б = 20*96.08=1921.6 ,м³/год.

Qкв. В = 18*96.08=1729.44 м³/год.

Qкв. Г = 20.3*96.08=1950.4 м³/год.

Qкв. Д = 18*96.08=1729.44 м³/год.

Визначаємо питомі витрати газу (лінійні)

(16)

Ркв.- периметр кварталу м³/год/м

1

1.3

1.02

1.4

1.02

Таблиця 5 Шляхові та розрахункові витрати газу

Дільниці	Питомі витрати газу	Довжин.lг. м	Шляхові витрати Qшл.=опит.*lг. М3/год.	Еквівалентні Qекв.=0.55* *Qшл.	Транзит. витрати Qт.=Qшл.п.д.+ +Qтр.п.д.	Розрахункові витрати Qр.=Qекв.+ +Qтр.
1	2	3	4	5	6	7
1-2	1	400	400	220	0	220
2-4	1	400	400	220	0	220
1-3	1.02	400-	459	252.45	0	252.45
3-4	1.02	400	408	224.4	0	224.4
9-10	1.02	350	408	224.4	0	224.4
11-9	1.4	400	630	346.5	204	550.5
11-12	1.02	400	459	252.45	0	252.45
12-10	1.3	350	455	250.25	17.5	267.75
3-5	1.3	450	90	214.5	17.5	232
4-6	1.3	450	520	286	407.5	693.5
6-5	2.32	400	928	510.4	931.5	1441.9
11-4	2.42	400	1089	598.95	204	802.95
11-7	1.4	450	630	346.5	4080	4426.5
7-6	2.42	400	1089	598.95	1242	1840.95
8-7	1.02	350	408	224.4	859	1083.4

Контроль

*100% = 00=2.2%

З ГРП =(630+4080)+(1089+1242)+(408+859)+(400+400)=9108 м3/год

Контроль

*100%=2.2%

Визначаємо допустимі питомі втрати тиску (17)

=, Па/м.

L - довжина півкільця, р - доп. - 1200, Па

А

Б

В

Д

Г

Таблиця 6

			Довжина	Д		Дійсні втрати тиску	похибка
			Lг	Lp=Lг* *1.1			ДрПа/м	Др=Др**Lp	Па	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
А	1-2 2-4 1-3 3-4	220 620 220 1083.4	400 400 400 400	440 440 440 440	1.4 1.4 1.4 1.4	83*3,0 89*3,0 83*3,089*3,0	1.6 1.1 1.6 0.9	704 484 1188 704 396 1100	88	8
Б	9-10 11-9 11-12 12-10	232 693.5 267.75 1441.9	350 400 400 350	385 440 440 385	0,9 0,9 0,9 0,9	57*3,0 76*3,0 83*3,057*3,0	0.64 0.7 0.75 0.7	246.4 308 У1173.1 247.5 308 У1174.2	1.1	0.09
В	3-4 3-5 4-6 6-5	252.45 1083.4 224.4 1840.95	400 450 450 400	440 495 495 440	0.8 1.4 1.2 1.2	89*3,0 83*3,0 83*3,076*3,0	0.9 0.9 0.7 1.1	445.5 396 У841.5 308 544.5 У852.2	10.7	1.2
Г	11-4 4-6 11-7 7-6	224.4 550.5 224.4 802.95	400 450 450 400	440 495 495 440	0.8 0.5 0.8 0.8	89*3 83*3,0 89*3,076*3,0	0.7 0.4 0.7 0.5	308 237.6 У1090.1 308 272.25 У1199	108.9	9.9
Д	11-12 12-8 8-7 11-7	258,5 578,36 267,3 1840	350 450 350 450	385 495 385 495	0,8 0,8 0,8 0,8	83*3,076*3,0 57*3,0 89*3,0	0,7 0,6 0,7 0,6	445 308 853 421 396 817	36	5,2

Проектування газопроводів низького тиску

Мережа газопроводів низького тиску проектується кільцевою яка повинна забезпечити нормальну роботу пальників газових приладів.

Всі основні трубопроводи прокладаються підземним способом на глибині 0.8 м Використовуються стальні водогазопровідні труби необхідних діаметрів по ГОСТу 3262-75. На газопроводах передбачені відмикаючі пристрої.

Трасування газопроводів кільцевої мережі відповідає мережі вулиць мікрорайону , тобто прокладка газопроводів вулична.

Врізки в кільцеву мережу прийняті виходячи з мінімальної її кількості по дільницях вулиць з розгалуженням до будинків. Житлові будинки підключають до мережі з влаштуванням настінної розводки. Внутрішнє газове обладнання квартир складається з чотирьох пальникових газових плит (ПГ-4), і проточних водопідігрівачів типу ВПГ

5.2 Підбір та обґрунтування обладнання ГРП

В ГРП передбачається встановлення такого обладнання: фільтра, запобіжно-запірного клапана (ЗЗК), регулятора тиску газу, запобіжно-скидного клапана (ЗСК), запірної арматури, контрольно-вимірювальних приладів (КВП) і приладів обліку газу. Загалом будь-який газо регуляторний пункт чи установка повинні мати три ступені захисту споживача від підвищення тиску газу і два ступені - від пониження тиску.

Для запобігання перерви у газопостачанні на час ремонту обладнання ГРП їх конструкція повинна передбачати байпас. Байпас включає в себе два послідовно встановлених відмикаючих пристрої, а після них слід розмістити манометр. Діаметр обвідного газопроводу повинен бути не меншим за діаметр сідла клапана регулятора тиску газу на лінії редукування.

ГРП з вихідним тиском газу до 0,6 Па і пропускною здатністю понад 5000 м³/год замість байпасу оснащують додатковою лінією редукування.

Регулятор тиску газу.

Підбір регулятора тиску

Користуючись вихідними даними на підставі характеристики про пропускну здатність регуляторів тиску газу приймаємо регулятор типу РДУК2-200 з діаметром сідла 105.0 мм. З табл. 1 дод. 7 [1] беремо технічні показники вибраного регулятора тиску:

1) площа сідла клапана - ѓ=68.5

коефіцієнт витрати - Ь=0,49

абсолютний тиск газу на вході в регулятор - Р1=0.32

Співвідношення тисків на вході і виході з ГРП становить:

Цьому співвідношенню відповідає таке значення числового коефіцієнта ц=0,4748 [1 табл. 3 дод. 7] у цьому випадку пропускна здатність будь-якого регулятора тиску визначається за формулою:

Q=1595*ѓ*Ь**ц, м³/год (18)

с0=0.73 - густина газу за нормальних умов

Q=1595*68.5*0,49*0.32*0,4748=9517м³/год

Отримане згідно з розрахунком значення пропускної здатність регулятора на в= так як рижим завантаження при влаштуванні регулятора РДУК2-200 з діаметром сідла 105 більший 80% то до обладнання беремо РДУК2-200 з діаметром сідла 140

Де f - 136.0

- 0.49

Р1- 0.32

- 0.4748

с0 - 0.73

Q =1595*1360*0.4*0.32*0.4748=15424.3 м3/год.

в=

Рижим завантаження при влаштуванні регулятора становить менше 80% і більше 10% то даний регулятор підібраний вірно.

Підбір фільтра.

Попередньо до обладнання ГРП, підбираємо фільтр ФГ15-100-6. Пропускна здатність фільтра визначається на основі максимально-допустимого перепаду тиску на фільтрі і вона повинна бути більшою за розрахункову витрату газу, що проходить через даний ГРП.

Qф=0,855*Qm м³/год (19)

Де Qm- таблична пропускна здатність

P- абсолютний тиск газу перед фільтром, КПа

P- перепад тиску газу на фільтрі КПа

- густина газу кг/м³

Qф=0,855*11000=11286 м³/год

Оскільки 112868868.28 то даний фільтр задовольняє вимоги і приймається до обладнання ГРП.

Підбір ЗЗК.

ЗЗК підбирається по умовному проходу регулятора. Приймається до обладнання ГРП ПКН-100. ЗЗК налагоджується на перевищення тиску на 25% від вихідного:

верхня межа спрацювання - 0,002*1,25=0,00375 Мпа

нижня межа спрацювання - 0,003*0,75=0,00225 Мпа

Підбір ЗСК

До обладнання ГРП ЗСК підбираємо типу ПСК-50Н. ЗСК налагоджується на перевищення тиску на 15%, від вихідного 0,003*0,15=0,00345 Мпа. Отже, тиск спрацювання скидного клапану 0,00345 Мпа.

Порівняємо тиск спрацювання за умови що ЗСК спрацює раніше за ЗЗК.

0,003450,00375

При вибору обладнання ГРП потрібно врахувати витрату газу мікрорайоном, фільтр, ЗЗК, ЗСК підбирається по умовному діаметрі регулятора

5.3 Газопостачання житлового будинку

5.3.1 Дев'ятиповерховий будинок

Гідравлічний розрахунок виконується для визначення газопроводів із умов забезпечення безперебійного газопостачання в години максимального відбору, при максимальних допустимих перепадах відбору, при максимальних допустимих витратах та перепадах тиску, економічних і надійних режимів експлуатації. Допустимі втрати тиску згідно з ДБН В.2.5.-20-2001 на внутрішньо будинкову мережу та дворову становить 600 Па, з них приймається на будинкову 70%, на дворову 30%.

Витрати газу побутовими приладами визначаються за формулою:

 (20)

Де Q - теплова потужність приладу, кВа;

з - К.К.Д. приладу, %;

Qрн - нижня теплотворна здатність газу.

QПГ-4 = 10,8 кВа; зПГ-4 = 56%;

QВПГ = 23 кВа; зВПГ = 80%.

VПГ-4 = м³/год;

VВПГ = м³/год.

Номінальна витрата газу однією квартирою становить:

a V = VПГ-4 + VВПГ (21)

a V = 1,96 + 2,9 = 4,86 м³/год.

Витрата газу з врахуванням кількості квартир і коефіцієнту одночасності:

Q = n * ksin * (VПГ + VВПГ) (22)

Де n - кількість квартир, шт;

ksin - коефіцієнт одночасності дії газових приладів.

Q1-2 = 1 * 1,96 = 1,96 м³/год;

Q2-3 = 1 * (1,96 + 2,9) * 0,7 = 3,4 м³/год;

Q3-4 = 1 * (1,96 + 2,9) * 0,7 = 3,4 м³/год;

Q4-5 = 2 * (1,96 + 2,9) * 0,56 = 5,4 м³/год;

Q5-6 = 3 * (1,96 + 2,9) * 0,48 = 6,9 м³/год;

Q6-7 = 4 * (1,96 + 2,9) * 0,392 = 7,6 м³/год;

Q7-8 = 4 *(1,96 + 2,9) * 0,392 = 7,6 м³/год;

Q8-9 = 8 * (1,96 + 2,9) * 0,345 = 13,4 м³/год;

Q9-10 = 20 * (1,96 + 2,9) * 0,28 м3/год.

Середня питома втрата тиску на тертя визначається за формулою:

(23)

Де D РР - розрахунковий перепад тиску, Па;

LР - сумарна розрахункова довжина газової магістралі,

R = Па/м.

Розрахунковий перепад тиску визначається за формулою:

де D--?_?--=--6__--??--?--??????????????--???????--?????;

D--?₁--?--????????????--????--???????--?????,--6_--??;

D--?₂--?--????????????--????--??????????,--13_--??.

D--?_?1 = 600 - (60 + 130) = 410 Па

???????--7--??????????????????????????????????

				Довжина, м			Дійсні втрати
				LГ м	Коеф. місц. опору, ?1	lP м			Пи томі	Дій-сні
1-2	1	1	1,96	1,5	5,5	8,25	1,14	21,3?2,8	5,08	41,9
2-3	1	0,7	3,4	2	5,5	11	1,14	26,8?2,8	1,75	19,25
3-4	1	0,7	3,4	3	1,2	3,6	1,14	33,5?3,2	0,6	2,16
4-5	2	0,56	5,4	3	1,2	3,6	1,14	42,3?2,2	1,14	4,1
5-6	3	0,48	6,9	3	1,2	36	1,14	45?3,0	1,18	4,2
6-7	3	0,392	7,6	1,56	1,2	1,8	1,14	4,8?3,0	0,84	1,51
7-8	6	0,38	9,4	16,4	1,25	27,4	1,14	48?3,0	1,25	12,3
8-9	9	0,241	13,4	78,7	1,25	98,4	1,14	48?3,5	1,25	14,7
9-10	12	0,244	18,4	84,3	1,25	96,3	1,14	48?3,5	1,34	17,8
10-11	18	0,29	27,4	24,5	1,1	26,9	1,14	76?3,0	0,8	21,5
a--DРg = 281,3

Сумарні витрати тиску у дворових і внутрішньо-будинкових газопроводах становить:

a--D?₁--=--a--D?_g--+--D?₁--+--D?₂-----D?₃--<--6__--??--(26)

??--a--D?_g--?--?????????--??????,--??;

D?₁,--D?₂--?--??????--?????--?--?????????--????????,--??;

a--D?₁--=--281,3--+--6_--+--13_--=--471,3--<--6__--??.

Так, як сума дійсних втрат тиску менша за 600 Па, то розрахунок виконано вірно

5.3.2 Гідравлічний розрахунок дворової мережі

Розрахункова витрата газу:

Qр=k0*gi*ni (27)

Qр- розрахункова годинна витрата м³/год.

k0- коефіціент одночасності [ 2 дод. ]

gi- номінальна витрата газу приладом або групою

ni - число типів приладів або групою

Q1-2=(1.25+2.9)*15*0.19=11.8 м³/год.

Q2-3=(1.25+2.9)*30*0.176=22 м³/год.

Q2-5=(1.25+2.9)*30*0.176=22 м³/год.

Q5-4=(1.25+2.9)*45*0.171=32 м³/год.

Q5-6=(1.25+2.9)*45*0.171=32 м³/год.

Таблиця 8

		Довжина дільни Ці				Дійсні втрати тиску
		lг , м	lр , м				Питомі P, Па	Дільничні Pg Па
1-2	11.8	18	19.8	0.19		45х4.0	2.5	49.5
2-5	22	12	13.2	0.176		57x3.0	2	26.4
5-6	32	15	16.5	0.171		57х3.0	3.5	57.75
Відгалуження
2-3	22	4	4.4	0.176		57x3.0	2	8.8
5-4	32	10	11	0.171		57x3.0	3.5	38.5
Уlр=64.9 180<180

Оскільки сума дільничних втрат тиску <180 то гідравлічний розрахунок виконано вірно.

5.3.3 Одноповерховий будинок

Газопостачання одноповерхового будинку виконуємо згідно вимог ДБН В.2.5-20-2001 та ПБСГУ. Влаштування газопроводів виконуємо згідно проекта із сталевих труб на сварці. Встановлення газових пристроїв в приміщеннях виконується згідно існуючих норм та правил. Приміщення повинні відповідати вимогам ДБН В.2.5-20-2001 та ПБСГУ. Влаштування вимикаючих пристроїв допускається лише в місцях встановлення газових пристроїв.

Вентиляція приміщення та відвід продуктів згоряння виконується влаштуванням вбудованих димових та вентиляційних каналів.

Гідравлічний розрахунок мереж приватного будинку

Для проектування газопроводів виберемо приватний одноповерховий приватний будинок, з встановленим внутрішньо-будинковим обладнанням: газова плита ПГ-4, опалювальний прилад - газовий конвектор,проточний водонагрiвач та газовий лічильник.

Для визначення діаметрів внутрішніх та підвідних газопроводів необхідно визначити годинні витрати газу:

Визначимо витрати газу побутовими приладами;

1 плитою

; м³/год (28)

опалювальним приладом та ВПГ

; м³/год (29)

де - теплові потужності приладів, кВт.

- нижча теплотворна здатність газу = 35,54МДж/м³

- К.К.Д. приладу, %

Плита:

Q1 =10,1 кВт

= 59%

Опалювальний прилад:

Q2 = 32 кВт

= 91%

= 1,85 м³/год

= 3,56 м³/год

Номінальна витрата газу:

; м³/год (30)

= 5,41 м³/год

згідно визначених витрат газу приватним будинком підбираємо газовий лічильник - G - 6;

технічна характеристика;

Qmin = 0.06 м³/год

Qnom = 6.0 м³/год

Qmax = 10.0 м³/год

Згідно ДБН В.2.5-20-2001 приймаємо розрахунковий перепад тиску ДРр; внутрішні газопроводи - 600 Па, підвідний газопровід - 1200 Па.

Визначимо середню питому втрату тиску на тертя

R = ; Па/м; (31)

де: ДРр1 = ДРр - ( ДР1+ ДР2); Па;

ДР1 - гідравлічний опір газового приладу Па; 100 Па;

ДР2 - гідравлічний опір газового лічильника Па; - 130 Па;

?Lp - розрахункова довжина газопроводу; Lp = ( LГ · ж) м;

ДРр1 = 600 - (100+130) = 370 Па;

LГ = 16,9 м;

R = = 14,6 Па/м;

Таблиця: 9 Гідравлічний розрахунок мережі внутрішньо-будинкового газопроводу

			Довжина ділянки , L ,м		Діаметр згідно розрахунку , мм			Д	Тиск , Па
			L- геометрична	? ,%	L- розрахункова		Умовний - d	Наружній, d?S				Початковий Р,Па	Кінцевий Р,Па
1	2	3	4		5	6	7	8	9	10		11	12
1-2		1,85	2,5	400	10		15	21,3?2,8	4,6	46	+8,5	2706,3	2651,8
2-3		1,85	8,2	150	12,3		15	21,3?2,8	4,6	56,58		2762,9	2706,3
3-4		3,56	1,5	550	8,25		15	21,3?2,8	14,6	120,45	+8,5	2891,9	2762,9
4-5		5,41	4,7	220	10,34		20	26,8?2,8	7,7	79,62		2971,53	2891,9
										? Рд=302,65	+17

Розрахункова дійсна втрата тиску складає ДРд = 319,65 Па;, що менше ДРр1 = 320 Па; тому вважаємо розрахунок зроблено вірно.

Підвідний підземний газопровід низького тиску;

Довжина газопроводу Lг = 25,2 м;

Розрахункова довжина газопроводу Lр = 25,2?1,1 = 27,72 м;

Середня питома втрата тиску на тертя

R = = 43,3 Па/м

Згідно розрахункових витрат та значення середньої питомої втрати тиску по номограмі вибираємо діаметри газопроводів, результати заносимо до таблиці.

Таблиця 10 Гідравлічний розрахунок підвідного газопроводу низького тиску

			Довжина ділянки , L ,м		Діаметр згідно розрахунку , мм		Д	Д	Тиск , Па
			Lг- геометрична	? ,%	Lр- розрахункова		Умовний - dу	Наружній, dн?S				Початковий Р	Кінцевий Р
1	2	3	4		5	6	7	8	9	10		11	12
5-6		5,41	3,2	125	4		25	33,5?2,8	2,8	11,2	-14,13	2968,6	2971,53
6-7		5,41	22	110	24,2		32	38?3	1,3	31,46		3000	2968,6
										?ДРд= 42,66Па	-14,13

Умови виконуються тому розрахунок проведено вірно.

5.3.4 Розрахунок внутрішнього газопроводу тепло генераторної

Для опалення приміщення школи запроектована теплогенераторна,як розташована в окремо стоячому приміщенні. В теплогенераторній установлено 2 опалювальні котлоагрегати "Вулкан", загальною потужністю 200 кВт, для обліку витрат газу установлені 2 газові лічильники G-6. Контроль загазованості здійснюється сигналізатором газу СГБ-5 та газовим клапаном КЄИ-1, який автоматично відключає подачу газу в приміщення тепло генераторної при спрацюванні газосигналізатора.

Внутрішня розводка виконана з стальних електрозварних труб по ГОСТ 10704-91, які прокладаються по стінам і фарбуються масляною фарбою. Виробництво робіт по газифікації виконуються згідно ДБН В.2.5-20-2001."Газопостачання"

На виході з ШРП підтримується тиск 3000 Па, тиск газу на приладах 1800 Па, тоді розрахункова питома витрата тиску в системі внутрішнього газопроводу теплогенераторної буде дорівнювати:

Температуру газу приймаємо рівною 16°С, швидкість руху газу - 10 м/с.

Після цього проводжу попереднє визначення діаметрів ділянок системи внутрішньоцехового газопроводу:

Розрахунок діаметрів мережі.

Таблиця 11.

Ділянка	V,м3/год.	L,м	ДРроз , Па	ДР ,Па	ДРn, кПа	ДРk , кПа		ДР,МПа	d,см	d*S, мм
1-2	50	20	41,9	839	3000	2161	2580	0,1037	5,4	57*3,0
2-3	25	8,6	41,9	360	2161	1801	1931	0,1032	3,2	38*3,0

Після попереднього обчислення величин діаметрів ділянок визначимо суми коефіцієнтів місцевих опорів на них:

Уточнений розрахунок.

ділянка 1-2, dу - 32 мм:

т1 = 1,5;

дев'ять поворотів на 90є -

т2= 9*20=18;

ККІ - т3 = 0,5;

фільтр - т4 = 1;

ділянка 2-3, dу- 20 мм

трійник на прох. У1 = 1,0;

т2 = 0,35; 2 пов.:4,1

2 кран = 2*2=45 0,35+1+4,1+4=9,45

Гідравлічний розрахунок газопроводів виконую за допомогою номограм.

Результати записуємо в формі таблиці.

Гідравлічний розрахунок газопроводу

Таблиця 12

Ділянка	V,м3/год.	d*S,мм	Dин, см	Lr,м	Ld, м	?т	LР,м		ДР2 ,кПа2	Рn ,кПа	Рк ,кПа
1-2	50	57*3,0	5,4	20	1,5	19,0	48,5	7	339,5	3000	2660,5
2-3	25	38*3,0	3,2	8,6	0,9	9,45	17,1	21	359,1	2660,5	2301,4

2301,4 > 1800

Отже, розрахунок виконано вірно.

5.3.5 Технічні характеристики побутових газових приладів

Плити встановлюються на підлогу кухні. Відстань від плити до негорючої стіни 60 мм. Між плитою і стіною з горючого матеріалу відстань має бути не менше 1 м.

Газові проточні водонагрівачі кріпляться на стінах з негорючих матеріалів на відстані не менше 20 мм від стіни, в тому числі від бокової стіни. Висота стіни. Висота до низу ВПГ від підлоги 1,1м. Відстань по горизонталі в просвіті між виступаючими частинами проточного водонагрівача і газової плити не менше 100 мм.

Лічильник розташовується: від підлоги до лічильника 1,6 м; і від відкритого полум'я, тобто від плити-800мм, а від водонагрівача (закритого полум'я)-600мм.

В житлових будинках дозволяється встановлювати побутові газові плити і водонагрівачі, установки для по квартирного опалення

Побутові газові плити.

Вітчизняною промисловістю випускається широка гама побутових газових плит, які призначені для задоволення господарсько-побутових потреб людей - приготування їжі та нагрівання води.

Побутові плити згідно ДСТУ 2204-93 класифікують за:

1) числом пальників столу-розрізняють дво-(ПГ-2),три -(ПГ-3) і чотири пальникові (ПГ-4) плити;

2) способом встановлення -є плити ,які встановлюють на підлозі ,і ті, що встановлюють на столі;

3) виконанням - звичайної та підвищеної комфортності;

4) компонуванням з кухонними меблями - окремо розміщені та вбудовані в меблі.

Технічна характеристика побутової газової плити ПГ-4

1. Мінімальна кількість пальників 4

2. Теплова потужність пальників столу, Вт

1) понижена 700±60

2) нормальна 1900±120

3) підвищена 2800±120

3. Теплова потужність пальника шафи 3500

4. Коефіцієнт корисної дії пальників столу(не менше), % 56

5. Тиск газу номінальний, кПа 1.3

Побутові газові водонагрівачі

Для задоволення потреб у гарячому водопостачанні будинків з децентралізованим теплопостачанням звичайно передбачають проточні газові водонагрівачі типу ВПГ згідно з вимогами ДСТУ 2356-94. Число, яке вказане після абревіатури "ВПГ" ,означає теплову потужність водонагрівача в кВт. Дані прилади призначені для нагрівання холодної води з водопроводу на 450С і забезпечують її витрату (в залежності від типорозміру приладу) від 5,5 до 7,6 л/с.

Технічна характеристика водонагрівача ВПГ-23

1. Теплова потужність, кВт 23,2 2.Коефіцієнт корисної дії не менше, % 82

3. Номінальна витрата газу, м³/год

1) природного 2,3

2) зрідженого 0,87

4. Витрата води нагріву на 450С не менше, л/хв. 6,1

5. Максимальний тиск води перед апаратом , мПа 0,6

6. Розрідження в димоході для нормальної роботи апарату, Па 2,0

7. Габаритні розміри, мм

1) висота (включаючи тягопередавач) 787

2) ширина 388

3) глибина 140

4) маса, кг 17,6

Для опалення приміщень житлових будинків висотою до 10 поверхів включно можна встановлювати газові каміни, калорифери, які мають герметичну камеру згорання і відводу продуктів згорання через зовнішню стіну будинку.

Розміщувати газове устаткування необхідно у відповідності з його паспортною характеристикою, а при її відсутності - виходячи з умов протипожежної безпеки, зручності монтажу, експлуатації та ремонту.

Забороняється встановлювати будь-які газові прилади в:

- коридорах загального користування;

- санітарних вузлах;

- підвальних поверхах або підвалах;

- гуртожитків усіх типів

6. Експлуатаційна частина

6.1 Задачі експлуатації газового господарства

Особливості організаційної служби газового господарства - його подвійному підпорядкуванні з одного боку керуючій організації, а з іншого вищестоящій організації по виробничому процесу Держ Нафто Газ України. Обласне, крайове, республіканське управління керують виробничою діяльністю газового господарства через міжрайонні трести. Основні функції трестів - виконання планів реалізації газу, безаварійна експлуатація газового господарства, перевід на газове паливо підприємств і контроль за раціональним використанням газу. Прикладна структура міжрайонного тресту газового господарства ( додаток А, схема 1.).

Аварійно диспетчерська служба. АДС завдання: цілодобовий прийом заявок, виконання їх, попередження і ліквідація аварій, контроль тиску газу.

Служба підземних газопроводів задача: ремонт і обслуговування діючих газопроводів, захист від електрохімічної корозії, приєднання новозбудованих трубопроводів, прийняття в експлуатацію газорегуляторних пунктів.

Служба внутрішнього газового обладнання задачі: технічне обслуговування внутрішнього газового обладнання, ремонтно-монтажні роботи по внутрішньому газовому обладнанні, реалізація і підрахунок природного газу. Постачання зрідженого газу.

Служба режимів газопостачання задачі: оптимальні режими газопостачання, підрахунок надходження газу і його реалізація.

Районно-експлуатаційна служба задачі: технічне обслуговування, постачання мережевого і зрідженого газу, технічний нагляд за будівництвом, технічне обслуговування житлових будинків, контроль витрат газу.

ДІОП - державна інспекція по охороні праці здійснює нагляд за дотримання правил безпечної експлуатації систем газопостачання.

Основними задачами газового господарства є - забезпечення надійної і безпечної експлуатації систем газопостачання, здійсненню технічного нагляду за якістю будівництва газопроводів, підключення їх до діючих мереж і ввід в експлуатацію, спостереження за справністю і ліквідація пошкоджених ділянок газопроводів.

При цьому виконуються слідуючі роботи:

- Технічне обслуговування.

- Плановий текучий і капітальний ремонт.

- Аварійно-відновлювальні роботи.

Основною задачею технічного обслуговування являється перевірка герметичності газопроводів.

До технічного обслуговування відносяться слідуючі роботи:

- Обхід трас з метою спостереження за станом діючих підземних і надземних газопроводів і споруд на них, а також усунення маленьких несправностей, які виникають в процесі їх експлуатації.

- Періодичний огляд арматури, яка встановлена на газопроводах.

- Періодична переірка засобів електро-хімічного захисту і вимірювання електропотенціалів на газопроводах.

- Періодична перевірка технічного стану газопроводів приладним методом, або шляхом бурового і шурфового огляду, опресовки.

- Вимірювання тиску газу в газопроводах в заданих точках.

- Періодичний обхід газового устаткування та визначення кількості газу в резервуарах, знаходження місць витоку за допомогою мильної емульсії.

- Злив газу в резервуари.

- Фарбування газопроводів і арматури, огорожі, відновлення табличок.

Газова служба виконує слідуючі роботи:

- виконання газонебезпечних, монтажних, аварійних робіт.

- проведення технічного нагляду.

- інструктаж населення по правильності безпечного використання газу.

6.2 Розрахунок кількості експлуатаційного персоналу

Розрахункова кількість експлуатаційного персоналу газового господарства визначається не тільки штатним розписом газового господарства. В штатний розпис входять: інженерно - технічні працівники, службовці, молодший обслуговуючий персонал і в першу чергу лінійний персонал - майстри і робітники. Кількість лінійних працівників залежить від об'єму експлуатаційного господарства, і визначається в залежності від об'єму робіт та типовим нормам часу на ремонт і обслуговування газових мереж. При експлуатації підземних мереж основними робітниками є слюсарі обхідники, слюсарі ремонтники, електромонтери по антикорозійному захисту. Для того , щоб визначити кількість слюсарів необхідно знати види і об'єкти виконуваних ними робіт, такими видами робіт є: обхід трас , перевірка на загазованість газових колодязів, підвалів житлових будинків, контрольних трубок, колодязів інших підземних комунікацій , які знаходяться на відстані до 15 м по обидві сторони від вісі газопроводу. Всі ці роботи підлягають нормуванню.

Спеціальність робітників і нормування їх кількості в початковий і стабільний період подано в (таблиця 1 додаток А).

- кількість працівників в початковий період на одиницю об'єму.

Кількість працівників в початковий період на одиницю об'єму визначається по формулі:

; (1)

- об'єм робіт;

- одиниця виміру;

- кількість працівників в початковий період на одиницю .

Так само визначаємо і в стабільний період.

- кількість працівників в стабільний період на одиницю об'єму визначається по формулі:

; (2)

- кількість працівників в стабільний період на одиницю.

Результати записують Кількість лінійних працівників визначається по формулі:

;

чим більше це співвідношення, тим економічніша структура газової служби.

Підраховуємо об'єм робіт:

- кількість слюсарів на газопроводі високого і низького тиску, лінійкою вимірюємо на генеральному плані кварталу довжину всіх газопроводів в кілометрах;

- слюсарі по експлуатації ВБГО, на генеральному плані зображено 20 будинків, зяких 2 - двохповерхові, то кількість приладів які встановлені в цих будинках буде рівна:1 будинок має 16 квартир, в яких встановлені газові плити та водонагрівачі, отже кількість приладів в одному будинку буде рівна 16, і множимо на кількість двоповерхових будинків . 10 будинків 5 - поверхових, то кількість приладів які встановлені в цих будинках буде рівна: 1 будинок має 60 квартир, в яких встановлені газові плити, отже кількість приладів в одному будинку буде рівна 60, і множимо на кількість п'яти поверхових будинків .

- 8 будинків 9-поверхові, то кількість приладів які встановлені в цих будинках буде рівна: 1 будинок має 90 квартир, в яких встановлені газові плити, отже кількість приладів в одному будинку буде рівна 90, і множимо на кількість п'яти поверхових будинків . Сума приладів по всіх будинкам становить 64+600+728= 1392;

- Контролери побутових споживачів: кількість приладів та сама 1392;

- Газове обладнання в котельні приймаємо 10 котлів;

- Контролери промислових споживачів, приймаємо 100 приладів;

- Шкафні установки приймаємо 10 установок;

- Чергові слюсарі приймаємо кількість квартир: 2 - поверхові будинки мають 16 квартир, кількість двоповерхових будинків, у нашому випадку рівний 2. Отже кількість квартир у двоповерхових будинках становить 16 квартир. 5 - поверхові будинки мають 60 квартир, кількість двоповерхових будинків, у нашому випадку рівний 10. Отже кількість квартир у двоповерхових будинках становить 60 квартир. 9-поверхові будинки мають 90 квартир, кількість двоповерхових будинків, у нашому випадку рівний 8. Отже кількість квартир у двоповерхових будинках становить 90 квартир. Сумарна кількість квартир становить

32+600+728= 1360;

- Аварійна служба приймаємо одну;

- Кількість зварників приймаємо, як і в першому пункті по довжині газопроводів середнього і низького тиску;

- Кількість зварників по ВБГО приймаємо по кількості квартир.

6.3 Маршрутна карта

Спостереження за станом підземних і надземних газопроводів і споруд повинно проводитися шляхом систематичного обходу трас. Обхід трас підземних газопроводів здійснюється бригадою слюсарів по обслуговуванні газопроводів в складі не менше 2 чоловік.

За кожною бригадою закріплюється окрема ділянка траси з прилягаючими до них вводами, які розділені для зручності обслуговування на маршрути. В залежності від протяжності і взаємного розміщення підземних газопроводів при складанні маршруту повинна бути врахована можливість сумісного обслуговування підземних і надземних газопроводів. Необхідно додатково вказати, що для обслуговування підземних газопроводів необхідно складати і видавати на руки обхідникам маршрутні карти із відповідними номерами. В залежності від трудомісткості траси і розміщенню підземних і надземних газопроводів при складанні маршрутів потрібно враховувати можливість сумісного обслуговування вуличних і дворових газопроводів.

На маршрутній карті вказана схема траси газопроводу, по вулицям проїздам, кварталам, основні і постійні орієнтири, будинки і інші наземні споруди,споруди на газопроводах, а також підвали будинків, колодязі інших комунікацій, колектори, шахти та інші підземні споруди, які підлягають перевірці на загазованість, які розміщені на відстані до 15 м по обидві сторони від газопроводу.

На маршрутній карті повинні бути вказані також загальна протяжність газопроводу, кількість споруд які обслуговуються і розрахунок умовних одиниць слюсарів і обхідників по даному маршруту, за одну умовну одиницю приймаємо норму часу для перевірки на загазованість 1 колодязя. Фрагмент маршрутної карти (на листі креслення).

Відомість обходу траси (на листі креслення).

Трудомісткість на всіх працівників визначається відношенням кількості споруд до одиниці виміру і добутку трудоємкості на одну людину.

6.4 Графік обслуговування закріпленої ділянки газового господарства

Зараз застосовується сумісне обслуговування трас підземних газопроводів і газорегуляторних пунктів ГРП. Аналізуючи маршрути обходу підземних газопроводів і маршрути обходу ГРП було встановлено, що обхідники підземних газопроводів, обслідуючи газопровід середнього тиску, в усіх випадках ідуть від одного ГРП до іншого , не заходячи в нього, і так по всьому маршруту, а обхідники ГРП ідуть від одного ГРП до іншого по трасі газопроводу середнього тиску ту саму відстань, і не ведуть ніяких робіт по його перевірці. Сумісне обслуговування газових мереж і ГРП дало можливість встановити паралельність в роботі, більш раціонально використовувати робочий час, а також підвищити класифікацію робітників. Обслуговуюча ділянка газового господарства розділена на 4 маршрути, на кожний із маршрутів складається денне завдання. На основі денних завдань складається місцеві графіки обслуговування. Один маршрут включає газопроводи середнього тиску із спорудами на них, в тому числі і ГРП, три інші включають вуличні газопроводи низького тиску із вводами до житлових будинків та іншим об'єктам.

При сумісному обході газопроводів і ГРП підвищується якість обслуговування, збільшується об'єм робіт кожним працівником. Так газопроводи - вводи в житлові будинки обслуговуються 2 рази в місяць, а не один. Середнього тиску через день при нормі 1 раз на 4 дні. Наявність ремонтних днів дозволяє ланці виконувати маленький ремонт споруд на закріпленій ділянці. Графік обслуговування закріпленої ділянки газового господарства (на листі креслення).

6.5 Оцінка технологічного стану газопроводів

Технічний сан підземних газопроводів являється одним із основних факторів, який забезпечує їх безпечну і надійну експлуатацію. Особливо важливим є визначення технічного стану підземних газопроводів із закінченим терміном дієздатності, який для місцевих газопроводів складає 40 років.

До основних критеріїв які визначають технічний стан експлуатуючих підземних газопроводів відноситься:

- герметичність газопроводів;

- стан ізолюючих захисних покриттів в залежності від кількості порушень і їх фізико - механічного стану;

- корозійний стан зовнішньої металевої поверхні газопроводу;

- якість зварних з'єднань;

- небезпека корозії блукаючим струмом;

- наявність або відсутність електрохімічного захисту.

6.5.1 Оцінка герметичності газопроводів

Перевірка герметичності газопроводів проводиться за допомогою високочутливих газоіндикаторів із чутливістю не менше 10-3% "Універсал", "Варіотек", ГІВ-0,5, лазерна установка ЛЛП. При проведенні робіт по визначенні герметичності газопроводів за допомогою переносних приладів типу "Універсал", безперервний контроль загазованості слідує виконувати над віссю газопроводу. При визначенні стану герметичності газопроводів повинні враховуватися тільки витікання газу, які пов'язані із корозійними порушеннями металу труби.

Таблиця 1.

Випадки витоку газу, які відбулися з початку експлуатації на кожній ділянці.	Оцінка в балах на кілометрових ділянках або вкладених по одному проекту. А1
2	2
1	3
0	5

Визначаємо витоки газу на обстежувальній ділянці і їх кількість, і в балах визначаємо оцінку герметичності. Згідно завдання на обстежуваній нами ділянці кількість випадків витоку газу становлять 2. Отже оцінка в балах А1=2

6.5.2 Визначення стану ізолюючих захисних покриттів

Визначаємо стан ізолюючих захисних покриттів газопроводів за допомогою над трасових контактів і безконтактним методом, а також при відкопуванні газопроводів. Надкласове визначення стану ізолюючого захисту покриттів здійснюється за допомогою спеціальних приладів для визначення міст порушень і якості ізолюючих захисних покриттів. Приладом АЗПІ.

Таблиця 2. Оцінка стану ізолюючого покриття в залежності від кількості порушень

Кількість виявлених місць порушень ізоляції на кожні 100 м провіряючих газопроводів.	Загальна оцінка стану ізолюючого покриття кожної ділянки.	Оцінка в балах на 100 м ділянки газопроводу А2.
0-1	Добре	4
2-3	Задовільно	3
4-8	Погано	2
Більше 8	Дуже погано	1

Загальна оцінка стану ізолюючого покриття в залежності від кількості порушень на даній ділянці газопроводу А2 визначається за формулою.

А2= (3)

aі - кількість балів на і м стометровій ділянці.

n - кількість стометрових ділянок.

Згідно завдання кількість виявлених місць порушень ізоляції на першій ділянці становить 1, на другій 4, на третій 7, на четвертій 3, на п'ятій 4.

Отже оцінка в балах

А2= =

На ділянках, де по даним приладних методів контролю виявлені міста можливих порушень ізоляції захисного покриття газопроводу, а також на ділянках газопроводу де не виявлені порушення потрібно необхідно виконати вскриття газопроводу з метою його огляду при оцінці стану ізолюючого захисного покриття почергово визначають:

- стан зовнішньої поверхні ізоляції (гладка, морщиста, бугриста, продавлена з боків, зверху, знизу)

- наявність наскрізних порушень, здирів, порушень ізоляції, тріщин, складок, пустот

- тип ізоляції бітумна , полімерна, посилена, дуже посилена

- крихкість, тріщоватість, розслоюваність, розпливчастість ізоляції

- адгезія

- перехідний опір ізоляції.

6.5.3 Визначення корозійного стану зовнішньої металічної поверхні газопроводу

Визначення корозійного стану зовнішньої поверхні газопроводу виконується при шурфовому огляді. Вид корозійних порушень

Таблиці 3. Степінь корозії підземних газопроводів

Степінь корозії	Характеристика порушень стінки труби.
Незначна	Метал на поверхні має ржаві п'ятна і одиночні язви глибиною до 0,6мм.
Сильна	Поверхнева корозія труби із одиночними або гніздовими язвами глибиною до 30% товще стінки труби.
Дуже сильна	Корозія стінок з одиночними і гніздовими язвами вище 30% товщини стінки труби і до наскрізних корозійних порушень.

Згідно завдання на обстежуючий нами ділянці виявлено точкову корозію, вона відноситься, відповідно таблиці 1 додатку Є та таблиці 3, до дуже сильної корозії.

Якщо при огляді поверхні труби , виявлена сильна корозія то потрібно провести допоміжне обслідування газопроводу шляхом огляду металу труби в обох шурфах, які відриваються на кожні 500 м в містах із найбільшим порушенням ізоляції.

Таблиця 4 Оцінка корозійного стану металу зовнішньої поверхні газопроводу.

Стан металу труби	Оцінка в балах, А3
До 50% оглянутих місць мають сильну і дуже сильну корозію.	2
Незначна корозія.	3
Відсутня корозія.	5

В попередньому пункті ми визначили, що на нашій обстежуючій ділянці виявлена дуже сильна корозія, отже оцінка в балах А3=2.

6.5.4 Визначення якості зварних стиків

Перевірка якості зварних стиків виконується на ділянках, де при перевірці газопроводу на герметичність встановлено , що містом витікання являється неякісний стик або в процесі експлуатації спостерігалися випадки розриву зварних стиків.

Перевірці підлягають два сусідні стика. Перевірка якості зварних стиків проводиться гамма або ренграфуванням.

Таблиця 5. Оцінка якості зварних стиків

Якість зварних стиків	Оцінка в балах А4.
Менше 50% стиків провірених гамма або ренграфуванням визнані дефективними.	2
Годні стики	3

Згідно завдання на нашій ділянці, по результатам обстеження виявлені всі стики годними, отже оцінка в балах А4=3.

6.5.5 Визначення небезпечності корозії блукаючим струмом

Основним критерієм небезпеки корозії газопроводів із закінченими термінами роботи являється наявність і інтенсивність блукаючих струму електрифікованого транспорту на постійному струмі або електроустановок постійного струму, які використовують землю в якості зворотного струму ЛЕП постійного струму.

Таблиця 6. Оцінка корозійної небезпеки блукаючим струмом

Наявність анодних і знакозмінних зон.	Оцінка в балах А5.
Вище 50% протяжності газопроводу.	1
До 50% протяжності газопроводу.	2
Відсутні.	3

Згідно завдання на обстежуваній ділянці на більше 50% протяжності газопроводу виявлені анодні та знакоперемінні зони, отже оцінка в балах А5=1.

6.5.6 Визначення наявності або відсутності електрохімічного захисту газопроводу

Наявності або відсутність електрохімічного захисту газопроводів визначається комплексно по даним організації експлуатуючого газопроводу, і результатом безпосереднього огляду обслуговуючої ділянки газопроводу із закінченим терміном служби. При відсутності на обслуговуючій ділянці газопроводу електрохімзахисту кількість балів А6 приймаємо рівним - 1. При наявності електрохімзахисту кількість балів А6 приймаємо рівним 1.

Згідно завдання на обстежувальній ділянці електрохімічний захист відсутній, отже оцінка в балах А6=-1.

Загальна оцінка технічного стану газопроводу визначається по сумарній кількості балів

АТ=А1+А2+А3+А4+А5+А6 (4)

АТ =2+3,8+2+3+1-1=10,8.

6.5.7 Раціональний спосіб захисту систем газопостачання від конденсату

Раціональний спосіб захисту систем газопостачання населених пунктів від доступу конденсату являється його збільшення, збирання і видалення із газопроводів високого і середнього тиску в процесі експлуатації. Для виловлення конденсату необхідно перевести газоконденсатний потік із плівково-дисперсного стану в повністю розшаровий стан. Коли увесь конденсат буде знаходитися в нижній частині трубопроводу.

При незмінному газопостачанні і витраті суміші такий перепад здійснюється шляхом збільшення діаметру трубопроводу, ділянки із розширенням трубопроводу потрібно розташовувати на виході із ГРС на головних ділянках трубопроводів високого і середнього тиску; ці ділянки із розширеннями бажано розташовувати поза населеним пунктом на площадці яка обладнана підземними шляхами. Мінімальний діаметр розширення із умов створення розшарового режиму визначається за формулою.